Strona 1

Raport z

rynku CO2 Nr 82, styczeń 2019

Analiza kształtowania się poziomu cen jednostek

EUA/EUAA i CER na rynku wtórnym w styczniu1

Nieoczekiwanie w pierwszym tygodniu handlowym

stycznia uprawnienia EUA mocno straciły na wartości.

Jeszcze w dniu 2 stycznia ich wartość wynosiła 25 EUR,

ale 9 stycznia już tylko 21,86 EUR. Prawdopodobnie

doszło do realizacji zysków przez inwestorów

i wyprzedaży uprawnień, pomimo ograniczenia ich

podaży w tym czasie – zawieszono aukcje niemieckie

i brytyjskie, a do dnia 6 stycznia uprawnienia można było

zakupić tylko na rynku wtórnym (pierwsza aukcja

w 2019 r. odbyła się dopiero w dniu następnym).

Odzwierciedleniem powyższej sytuacji były stosunkowo

wysokie wolumeny obrotów w pierwszym tygodniu

1 Opracowano na podstawie informacji i danych publikowanych przez

m.in. giełdy ICE, EEX oraz Thomson Reuters

handlu. Odrobienie wszystkich strat zajęło rynkowi 9 dni

– 22 stycznia ceny EUA wróciły do poziomów powyżej 25

EUR. W tym przypadku kluczowe były wysokie ceny

osiągane na aukcjach (w szczególności polskiej),

niepewność, co do brexitu (odrzucenie umowy przez

brytyjski parlament), czy ochłodzenie pogody w Europie

(większe potrzeby grzewcze).

Poziom 25 EUR najwyraźniej stanowił opór dla dalszych

wzrostów cen uprawnień EUA i sygnał do ponownej

realizacji zysków przez inwestorów, skutkujących silną

korektą spadkową, która doprowadziła ceny do poziomu

ok. 22 EUR w ostatnim dniu stycznia. Zbiegło się to w

czasie ze spadającymi cenami surowców

energetycznych, ociepleniem pogody w Europie oraz

spekulacjami dotyczącymi odejścia Niemiec od węgla, co

może wywołać falę wyprzedaży uprawnień EUA wśród

największych niemieckich emitentów stosujących

hedging (zakup uprawnień na rynku terminowym).

Podsumowując, uprawnienia EUA w styczniu 2019 r.

straciły na wartości 10,17% (licząc od dnia 31 grudnia

2018 r.) Średnia arytmetyczna cena EUA oraz CER z 22

transakcyjnych dni stycznia wyniosła odpowiednio 23,34

EUR oraz 0,25 EUR. Łączny wolumen obrotów

uprawnień EUA na rynku spot giełd ICE oraz EEX spadł

do poziomu blisko 65,45 mln uprawnień EUA, natomiast

wolumen jednostek CER wyniósł ok. 0,35 mln.

Tabela 1. Notowania cen uprawnień EUA, EUAA oraz jednostek CER w transakcjach natychmiastowych (spot) oraz terminowych* (future 19-25) w dniach od 31 grudnia 2018 r. do 31 stycznia 2019 r.

Ceny uprawnień EUA (w EUR)

data spot Dec19 Dec20 Dec21 Dec22 Dec23 Dec24 Dec25

31-sty-19 22,14 22,30 22,71 23,27 23,90 24,54 25,19 25,84

31-gru-18 24,64 25,01 25,58 26,30 27,06 27,81 28,56 29,31

zmiana -10,17% -10,84% -11,22% -11,52% -11,68% -11,76% -11,80% -11,84%

Ceny uprawnień lotniczych EUAA (w EUR)

data spot Dec19 Dec20 Dec21 Dec22 Dec23 Dec24 Dec25

31-sty-19 21,95 22,26 22,67 x x x x x

31-gru-18 24,47 24,95 25,52 x x x x x

zmiana -10,30% -10,78% -11,17% x x x x x

Ceny jednostek CER (w EUR)

data spot Dec19 Dec20 Dec21 Dec22 Dec23 Dec24 Dec25

31-sty-19 0,24 0,22 0,22 x x x x x

31-gru-18 0,24 0,25 0,24 x x x x x

zmiana 0,00% -12,00% -8,33% x x x x x

* kontrakty terminowe z terminem zapadalności w grudniu danego roku Źródło: opracowanie własne KOBiZE na podstawie Barchart

Raport z rynku CO2

Strona 2

Nr 82, styczeń 2019

Najważniejsze wydarzenia rynkowe w styczniu

2019 roku:

1. W Dzienniku Urzędowym UE opublikowano

poprawkę do rozporządzenia aukcyjnego, dzięki

której ponownie wybrana niemiecka platforma

aukcyjna opt-out została wpisana do wykazu

platform i pozwoli na sprzedaż uprawnień EUA.

Zgodnie z informacjami KE aukcje uprawnień

niemieckich na giełdzie EEX (zawieszone od dnia 14

listopada 2018 r.) zostaną wznowione w lutym

2019 r. Przyjęcie poprawki do rozporządzenia

umożliwiło również przygotowanie do

terminowego rozpoczęcia działania Funduszu

Innowacyjnego i sprzedaży 50 milionów uprawnień

na platformie unijnej w 2020 r.2 (5 stycznia)

2. Komisja Europejska opublikowała informacje na

temat przydziałów uprawnień z rezerwy NER na lata

2013-2020. Do tej pory 161,2 mln uprawnień EUA

(z dostępnych 480,2 mln) zostało zarezerwowanych

do wykorzystania dla 834 instalacji funkcjonujących

w ramach systemu EU ETS. Oznacza to, że przez

pozostałe 2 lata trwania III okresu rozliczeniowego

do wydania nowym instalacjom pozostanie jeszcze

2 https://ec.europa.eu/clima/news/ets-auctioning-regulation-amendment-auctions-renewed-opt-out-platform-germany-resume-soon_en

ok. 66% wielkości rezerwy3. Następną aktualizację

dotyczącą stanu rezerwy NER zapowiedziano

w lipcu br. (15 stycznia).

3. Odrzucenie przez Parlament Brytyjski umowy ws.

brexitu i wotum nieufności wobec premier Theresy

May spowodowało dalszą niepewność, co do

przyszłych stosunków Wielkiej Brytanii z UE,

obejmujących również działania na rynku handlu

uprawnieniami do emisji.4 Więcej w dalszej części

raportu. (15 stycznia)

4. Komisja ENVI w PE przegłosowała wcześniej

nieformalnie zaakceptowane przez Radę UE cele

redukcji emisji gazów cieplarnianych dla aut

osobowych i dostawczych. Zgodnie z decyzją

Komisji ENVI od 2030 r. emisje CO2 z nowych

samochodów osobowych mają być średnio o 37,5%,

a z nowych samochodów dostawczych średnio

o 31% niższe w porównaniu do 2021 r. Cele

uzgodnione przez Radę UE oraz Komisję ENVI są

wyższe od pierwotnie proponowanego przez KE

30% poziomu redukcji emisji. Kolejnym etapem prac

3 https://ec.europa.eu/clima/news/commission-publishes-status-update-new-entrants-reserve-2_en 4 https://carbon-pulse.com/67118/

Wykres 1. Dzienne ceny zamknięcia transakcji uprawnieniami EUA oraz poziom wolumenu na rynku spot giełd EEX oraz ICE w styczniu 2019 roku [w euro]

Źródło: Opracowanie własne KOBiZE na podstawie danych giełd EEX oraz ICE

Raport z rynku CO2

Strona 3

Nr 82, styczeń 2019

będzie głosowanie na sesji plenarnej w Strasburgu

w marcu br.5 (22 stycznia)

5. Zgodnie z raportem opublikowanym przez Montel

News prognozuje się 3% spadek emisji w 2018 r.

w EU ETS w porównaniu do 2017 r. Raport ten został

wydany na trzy miesiące przed publikacją

oficjalnych danych o zweryfikowanych emisjach

w EU ETS przez Komisję Europejską. Szacunki

podawane przez firmę Montel przewidują spadek

emisji dwutlenku węgla z 1,754 mln ton w 2017 r.

do 1,700 mln ton CO2 w 2018 r.6 (30 stycznia)

6. Zgodnie z planem przedstawionym przez Niemiecką

Komisję Węglową7 Niemcy mają do 2038 r. wycofać

się z produkcji energii pochodzącej z węgla. Raport

Komisji Węglowej ma być zatwierdzony przez rząd,

a następnie przedstawiony w postaci ustawy.8

(26 stycznia)

7. Zgodnie z informacjami przedstawionymi przez

Komisarza M. A. Cañete, do dnia 31 stycznia 2019 r.

tylko 23 państwa członkowskie przedstawiły

Krajowe Plany na rzecz Energii i Klimatu wynikające

z przepisów Rozporządzenia o zarządzaniu unią

energetyczną. Jak podał komisarz, obecnie Komisja

analizuje przekazane projekty planów. Pozostałe

5 państw, które jeszcze nie przekazały planów do KE

ma przedstawić plany w najbliższym czasie.9

(31 stycznia)

Kształtowanie się cen uprawnień EUA i EUAA na

rynku pierwotnym

W styczniu, w ramach rynku pierwotnego, odbyło się 14

aukcji uprawnień EUA (wszystkie na giełdzie EEX,

brytyjskie aukcje zostały na razie wstrzymane z uwagi na

brexit), na których sprzedano łącznie blisko 38,80 mln

uprawnień EUA, po średniej ważonej cenie 22,95 EUR

(o 0,39 EUR poniżej średniej ceny spot z rynku

wtórnego). Współczynnik popytu do podaży uprawnień

na wszystkich aukcjach EUA wyniósł 2,2710.

W dniu 16 grudnia br. odbyła się unijna aukcja

uprawnień EUAA, na której sprzedano 640 tys.

uprawnień po cenie 22,81 EUR, a zapotrzebowanie na

5 http://www.europarl.europa.eu/news/en/press-room/20190122IPR24029/curbing-co2-from-cars-environment-committee-confirms-deal-with-council 6 https://www.montelnews.com/en/story/eu-ets-emissions-to-fall-3-in-2018--study-/975243 7 Niemiecka Komisja węglowa – powołana przez rząd w celu określenia przyszłości energetyki węglowej w Niemczech, składająca się z przedstawicieli z różnych środowisk.

uprawnienia było ponad 3 razy wyższe niż oferowany do

sprzedaży wolumen.

Aukcje polskich uprawnień do emisji na platformie EEX

W dniach 16 i 30 stycznia 2019 r. giełda EEX,

w imieniu Polski, przeprowadziła dwie pierwsze aukcje

uprawnień EUA w tym roku, na których:

sprzedano po 4 428 500 uprawnień EUA;

cena rozliczeniowa wyniosła odpowiednio

22,72 EUR/EUA oraz 22,91 EUR/EUA;

przychód ze sprzedaży uprawnień EUA wyniósł

odpowiednio ok. 100,615 mln EUR oraz 101,457

mln EUR;

całkowite zapotrzebowanie na uprawnienia,

zgłoszone przez uczestników aukcji, wyniosło

odpowiednio 10,328 mln oraz 9,436 mln

uprawnień EUA (cover ratio odpowiednio 2,33

i 2,13);

w aukcjach uczestniczyło odpowiednio 29 oraz

28 podmiotów uprawnionych do udziału

w aukcji.

W 2019 r. Polska planuje sprzedać w sumie 116,957 mln

uprawnień EUA oraz 112,5 tys. uprawnień EUAA,

z zastrzeżeniem jednak, że wolumen dla uprawnień EUA

w okresie od września do grudnia 2019 r. zostanie

obniżony o wolumen, który zasili rezerwę MSR na

postawie decyzji 2015/1814, po opublikowaniu przez

Komisję Europejską w dniu 15 maja 2019 r. danych

o liczbie uprawnień w obiegu.

Aktualizacja prognoz cen uprawnień EUA w okresie

2019-2021

W dniu 11 stycznia br. opublikowano zestawienie

prognoz cen uprawnień EUA kilku instytucji finansowych

– badanie polegało na zadaniu pytań w formie ankiety

jakich cen uprawnień EUA należy oczekiwać

w poszczególnych okresach do 2021 r. (ostatnia taka

ankieta miała miejsce na początku października

2018 r.). W tabeli 2 przedstawiono wyniki prognoz

wybranych pięciu firm analitycznych w latach 2019-2021

8 http://biznesalert.pl/niemcy-komisja-weglowa-odejscie-od-wegla-greenpeace/ 9 https://www.euractiv.com/section/climate-environment/interview/canete-no-way-around-it-climate-neutral-eu-is-needed/ 10 Obliczono średni ważony współczynnik popytu do podaży, czyli stosunek wolumenu zleceń do wolumenu oferowanego na aukcji

Raport z rynku CO2

Strona 4

Nr 82, styczeń 2019

wraz ze średnią arytmetyczną cen dla poszczególnych lat

(porównano również średnie z poprzednich prognoz).

W I kwartale 2019 r. eksperci oczekują cen powyżej 22

EUR. W całym 2019 r. średnia cena uprawnień EUA

powinna ukształtować się na poziomie 23,40 EUR, co jest

wynikiem niewiele wyższym w stosunku do poprzednich

prognoz. O wiele wyższe natomiast są oczekiwania

względem następnych lat, tj. w 2019 r. i 2020 r. ceny

uprawnień EUA powinny wzrosnąć do odpowiednio

26,38 EUR oraz 27,18 EUR. Są to zdecydowanie wyższe

prognozy niż poprzednio. Należy zauważyć, że firmą,

która zdecydowanie najwyżej wycenia uprawnienia

spośród wymienionych w tabeli 2 jest Energy Aspects.

Zdaniem tej firmy uprawnienia w latach 2020-2021

powinny być warte średnio powyżej 33 EUR.

W opinii analityków największy wpływ na ceny

uprawnień EUA będzie miała rezerwa MSR, która

systematycznie zlikwiduje nadwyżkę uprawnień na

rynku powstałą w wyniku światowego kryzysu

gospodarczego. Przykładowo w 2019 r. do rezerwy trafi

ok. 400 mln uprawnień EUA, co stanowi ok. 1/3 puli

aukcyjnej. Wpływ ten nieco neutralizuje zwiększenie

podaży uprawnień w 2019 r. poprzez:

dodatkową sprzedaż na aukcjach 55,8 mln

niewykorzystanych polskich uprawnień z derogacji

w latach 2013-2017,

sprzedaż na aukcjach 42 mln uprawnień EUA przez

państwa EFTA (chociaż nie jest to jeszcze

uwzględnione w kalendarzu aukcyjnym).

Reforma systemu EU ETS oraz działanie rezerwy MSR

spowoduje, że instalacjom, co roku będzie brakowało

uprawnień (nadwyżki, którymi dysponują wcześniej czy

później się wyczerpią). Analitycy Refinitiv zwracają

uwagę na fakt, że producenci energii już zareagowali na

nową sytuację i zwiększyli zakupy uprawnień w 2018 r.

w ramach strategii hedgingowej (szacuje się, że mogło to

być nawet dodatkowe 300 mln uprawnień EUA).

W konsekwencji może to spowodować spadek popytu

z ich strony w 2019 r. i w 2020 r. Podobnie było

w momencie wprowadzenia backloadingu w 2014 r.,

kiedy z rynku wycofano prawie identyczną liczbę

uprawnień.

Dla sektora przemysłu jest to również nowa sytuacja –

zgromadzili oni pewne nadwyżki uprawnień, które

z uwagi na niepewną przyszłość, co do liczby

bezpłatnych uprawnień, które otrzymają w przyszłym

okresie wolą zachować dla siebie. Nie można wykluczyć

sytuacji, w której sektory przemysłu mając świadomość

coraz wyższych cen uprawnień EUA, również przystąpią

do zakupów.

Dodatkowo na rynku uprawnień obecni są nowi

uczestnicy, czyli firmy z sektora finansowego, które nie

muszą się rozliczać ze swoich emisji w EU ETS. Są to

instytucje nastawione na zyski z obrotu uprawnieniami,

a ich działalność może spowodować zwiększenie wahań

cenowych w zależności od koniunktury w danym

momencie w gospodarce światowej (np. sytuacji na

innych rynkach).

Na ceny uprawnień EUA w krótkim terminie powinny

wpływać również ceny paliw, od których uzależniony

jest np. fuel switching, czyli zmiana wysokoemisyjnego

paliwa na inne mniej emisyjne (np. węgla na gaz lub

OZE). Eksperci Refinitiv zwracają uwagę, że np. wysokie

ceny gazu (jak to było w 2018 r.) sprzyjają wyższym

cenom uprawnień EUA. Dopiero spadek cen gazu może

przyczynić się do zmiany paliwa i redukcji emisji (czyli

spadku popytu na uprawnienia, a w konsekwencji cen

uprawnień EUA).

Tabela 2. Aktualna prognoza cen uprawnień EUA na lata 2019-2021 według pięciu wybranych instytucji (w EUR)

Prognoza cen uprawnień EUA (końcówka roku)

Instytucja I kw. 2019 II kw. 2019 2019 2020 2021

Energy Aspects 24,00 26,00 27,00 33,80 33,00

Refinitiv (Thomson Reuters) 22,00 22,00 22,00 24,00 24,00

Commerzbank 19,00 20,00 20,50 23,50 b/d

Engie Global Markets 22,00 21,00 22,00 24,00 24,00

Vertis 23,80 24,00 25,50 26,60 27,70

Średnia z 16 stycznia 2019 r. 22,16 22,60 23,40 26,38 27,18

Średnia z 3 października 2018 r. 21,96 x 23,17 25,16 24,89

Źródło: Thomson Reuters z dnia 16 stycznia 2019 r.

Raport z rynku CO2

Strona 5

Nr 82, styczeń 2019

Fundusz Modernizacyjny – przegląd

Zapisy o podziale i przeznaczeniu Funduszu

Modernizacyjnego (FM) znalazły się w art.

10d Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE)

2018/410 z dnia 14 marca 2018 r. w celu wzmocnienia

efektywnych pod względem kosztów redukcji emisji oraz

inwestycji niskoemisyjnych oraz decyzję (UE)

2015/181411

Wielkość środków finansowych dostępna w Funduszu

Modernizacyjnym będzie pochodzić ze sprzedaży 2%

całkowitej puli uprawnień. Ta liczba uprawnień to ok.

310 mln. Wielkość ta może być podwyższona o max.

0,5% (około 77,5 mln uprawnień), jeśli nie będzie

konieczności obniżenia puli aukcyjnej w związku

z zastosowaniem międzysektorowego współczynnika

korygującego CSCF (ang. Cross Sectoral Correction

Factor) lub wartość tego obniżenia nie osiągnie

maksymalnych 3%. Informacja na ten temat będzie

potwierdzona po 2023 r., kiedy zostaną przeliczone

bezpłatne przydziały na lata 2026-2030 w IV okresie

rozliczeniowym. Oznacza to, że ewentualne zwiększenie

FM, w przypadku braku konieczności zastosowania CSCF

(o max. 0,5%) może nastąpić od 2025 r. Funkcjonowanie

Funduszu zależy również o decyzji podjętych w zakresie

art. 10c (derogacja dla elektroenergetyki) oraz art. 10

ust. 2 lit. b (pula solidarnościowa). W obu przypadkach

istnieją możliwości przeznaczenia całości lub części

uprawnień z derogacji i puli solidarnościowej na rzecz

Funduszu. Do podziału FM kwalifikuje się 10 państw –

11 https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:32018L0410&from=PL 12 Wartość uprawnień oszacowano przy założeniu ceny 24,3 EUR/EUA na podstawie PRIMES scen. referencyjny 2016, śr. kursu PLN/EUR w

Czechy, Estonia, Słowacja, Litwa, Łotwa, Polska,

Chorwacja, Węgry, Rumunia i Bułgaria.

Polska jest największym beneficjentem środków z FM.

Otrzyma 43,41% wszystkich środków, co przełoży się na

pulę ok. 135 mln uprawnień EUA. Podziału dokonano

według dwóch kryteriów: 50% podzielono na bazie

emisji historycznych z EU ETS, a drugie 50% na

podstawie PKB. Zgodnie z szacunkami własnymi KOBiZE

liczba 135 mln EUA przełoży się na kwotę

ok. 13,61 mld PLN12. Podział 2% puli aukcyjnej

przypadającej na FM pokazano na rys. 1.

W przypadku wyjścia UK z systemu EU ETS

prawdopodobnie nastąpi obniżenie całkowitej puli

uprawnień dostępnej w okresie 2021-2030. Zgodnie

z szacunkami KOBiZE może to spowodować obniżenie

wielkości FM do ok. 273 mln uprawnień (2% z nowego

CAP w EU ETS), a także obniżenie liczby uprawnień

dostępnych dla PL w ramach tego funduszu do ok. 119

mln EUA o szacowanej wartości ok. 12 mld PLN.

Tak jak już napisano wcześniej wielkość 2% puli

uprawnień może zostać podwyższona o dodatkowe

0,5% (jeśli nie będzie konieczności obniżenia puli

aukcyjnej w związku z zastosowaniem współczynnika

korygującego CSCF), co przy wyjściu UK z EU ETS oznacza

ok. 68 mln uprawnień (w porównaniu do 77,5 mln przy

scenariuszu pozostania UK w EU ETS).

Uprawnienia zasilające pulę Funduszu będą

sprzedawane na aukcjach w 10 równych częściach, co

roku, począwszy od 2021. Taki sposób sprzedaży może

być problematyczny, ze względu na fakt, że państwa

członkowskie nie będą miały informacji, co do

ostatecznej wielkości Funduszu.

Przeznaczenie FM

Obszary priorytetowe opisane są w art. 10d ust.

2 dyrektywy 2018/410:

wytwarzanie i użytkowanie energii elektrycznej ze

źródeł odnawialnych,

poprawa efektywności energetycznej (z wyjątkiem

efektywności energetycznej wskutek wytwarzania

energii przy wykorzystaniu stałych paliw

kopalnych),

magazynowanie energii,

latach 2021-2030 r. wg wytycznych Ministra Finansów z maja 2018 r. = 4,15 PLN/euro

Rys. 1. Podział Funduszu Modernizacyjnego dla EU-28 i dla Polski.

Źródło: opracowanie własne KOBiZE

Raport z rynku CO2

Strona 6

Nr 82, styczeń 2019

modernizacja sieci energetycznych, sieci przesyłu

energii elektrycznej oraz zwiększenie połączeń

międzysystemowych między państwami

członkowskimi, możliwa jest również modernizacja

rurociągów należących do systemów

ciepłowniczych,

sprawiedliwa transformacja w regionach

uzależnionych od węgla w państwach

członkowskich będących beneficjentami, tak aby

ułatwić pracownikom zmianę miejsca zatrudnienia

oraz zdobywanie nowych i specjalistycznych

umiejętności, wspierać edukację, inicjatywy

zatrudnieniowe i start-upy, utrzymując dialog

z partnerami społecznymi,

inwestycje w efektywność energetyczną

w sektorach transportu, budownictwa, rolnictwa

i odpadów.

Na obszary te ma być przeznaczone, co najmniej 70%

środków Funduszu. Dodatkowo projekty z tych kategorii

nie muszą być oceniane przez Komitet Inwestycyjny,

tylko po potwierdzeniu przez EBI13 przynależności do

obszaru priorytetowego, państwo członkowskie może

przystąpić do finansowania.

W przypadku projektów z obszarów priorytetowych

wysokość wsparcia w ramach FM może stanowić do

100% kosztów kwalifikowalnych.

Jeżeli projekty dotyczą inwestycji spoza wykazu

obszarów priorytetowych (państwa członkowskie mogą

wykorzystać na te projekty max. 30% środków),

konieczne będzie jego zatwierdzenie przez komitet

inwestycyjny składający się z przedstawicieli dziesięciu

państw członkowskich będących beneficjentami, a także

przedstawicieli Komisji Europejskiej, EBI oraz trzech

wybranych państw członkowskich niebędących

beneficjentami. Wysokość wsparcia na inwestycje spoza

wykazu obszarów priorytetowych wynosi maksymalnie

70% kosztów kwalifikowanych, pod warunkiem, że

pozostałe koszty zostaną pokryte przez prywatne

podmioty prawne.

Z Funduszu Modernizacyjnego nie może być udzielone

wsparcie na obiekty wytwarzające energię przy

wykorzystaniu stałych paliw kopalnych inne niż obiekty

w ramach efektywnego i zrównoważonego systemu

ciepłowniczego w państwach członkowskich, w których

13 EBI - Europejski Bank Inwestycyjny 14 Report on the functioning of the European carbon market Appendix 6 to the Annex

PKB na mieszkańca według cen rynkowych wyniosło

w 2013 roku poniżej 30% średniej unijnej (Rumunia,

Bułgaria), pod warunkiem, że pewna liczba uprawnień,

o co najmniej równoważnej wartości, będzie

wykorzystywana na inwestycje zgodnie z art. 10c, które

nie przewidują stosowania stałych paliw kopalnych.

Aktualny stan prac nad FM

Prace nad ustanowieniem FM w Komisji Europejskiej

rozpoczęto we wrześniu 2018 r., przygotowując

techniczne warsztaty w państwach członkowskich,

będących beneficjentami FM, które odbyły się już we

wszystkich 10 państwach członkowskich. Warsztaty

w Polsce miały miejsce w Przedstawicielstwie Komisji

Europejskiej w dn. 22 stycznia 2019 r. Warsztaty są

wstępem do prac nad identyfikacją obszarów do

inwestycji, na które zostaną przeznaczone środki z FM.

Państwa członkowskie muszą również zdecydować, czy

przydzielone uprawnienia w ramach derogacji art. 10c

oraz puli solidarnościowej, będą w całości lub części

wykorzystywać na inwestycje w ramach FM. Decyzja ta

musi zostać podjęta do 30 września 2019 r. i o decyzji tej

musi zostać powiadomiona Komisja Europejska. Wiele

państw członkowskich bada możliwość zwiększenia

funduszu modernizacyjnego tymi środkami, głównie

z derogacji.

Ostateczne zasady funkcjonowania FM przygotowane

przez KE będą znane w 2020 r. Zasady nie będą

szczegółowe, obejmą przede wszystkim kwestie

sprzedaży uprawnień oraz funkcjonowania komitetu.14

Brexit – możliwe scenariusze i wpływ na ceny EUA

W dniu 23 czerwca 2016 r. odbyło się referendum

dotyczące dalszego członkostwa Wielkiej Brytanii

w strukturach Unii Europejskiej. Większość głosujących

– prawie 52%, opowiedziało się za opuszczeniem UE

przez Wielką Brytanię (głosowało 72,2%

uprawnionych)15. W związku z powyższym obecnie

trwają negocjacje w sprawie zasad i warunków

opuszczenia przez Wielką Brytanię Unii Europejskiej.

Ostateczny termin opuszczenia UE to 29 marca 2019 r.

W dniu 15 stycznia 2019 r. Izba Gmin odrzuciła wniosek

o skierowanie do prac parlamentarnych umowy ws.

wyjścia Wielkiej Brytanii z Unii Europejskiej, przyjętej

przez brytyjski rząd 14 listopada 2018 r. (za

15 https://www.electoralcommission.org.uk/find-information-by-subject/elections-and-referendums/past-elections-and-referendums/eu-referendum

Raport z rynku CO2

Strona 7

Nr 82, styczeń 2019

porozumieniem głosowało 202 parlamentarzystów,

przeciwko 432)16. Ostatnie wydarzenia sprawiły, że

coraz bardziej prawdopodobne staje się widmo wyjścia

Wielkiej Brytanii bez jakiejkolwiek umowy, (czyli tzw.

twardego brexitu). Możliwy jest również inny

scenariusz: zorganizowanie nowego referendum ws.

brexitu17 i pozostanie Wielkiej Brytanii w UE na

dotychczasowych warunkach lub przesunięcie samego

terminu brexitu. Ostateczne rozstrzygnięcia w kwestii

brexitu są szczególnie istotne dla systemu EU ETS,

którym objętych jest ok. 1 000 brytyjskich instalacji

(w tym elektrownie, rafinerie, przemysł produkujący

żelazo i stal, cement, papier, szkło itp.) oraz 140

brytyjskich operatorów statków lotniczych.

Niewątpliwie wprowadzenie brexitu w zależności od

formy przyjęcia, wpłynie na sam rynek CO2 oraz

kształtowanie się cen uprawnień EUA.

Scenariusz 1: Twardy brexit (brak umowy z UE)

W przypadku twardego brexitu, czyli w wyniku braku

porozumienia z Unią Europejską, Wielka Brytania jest

zobowiązana do opuszczenia UE a tym samym systemu

EU ETS - w dniu 29 marca 2019 r. Zgodnie z notą KE

z dnia 19 grudnia 2018 r. (Notice to Stakeholders18)

oznacza to, że:

16 Zaraz po ogłoszeniu wyników lider opozycyjnej Partii Pracy Jeremy Corbyn złożył wniosek o wotum nieufności dla rządu premier Theresy May, które 16 stycznia zostało jednak odrzucone 325 głosami przeciwko 306. 17 W dniu 10 grudnia 2018 Europejski Trybunał Sprawiedliwości orzekł, że Wielka Brytania ma suwerenne prawo jednostronnie wycofać wniosek o wyjście z Unii Europejskiej, bez konieczności angażowania w to organów Unii lub państw członkowskich

Prowadzący instalacje nie będą dłużej uczestnikami

systemu EU ETS i nie będą podlegali prawodawstwu

unijnemu i EU ETS, a loty w obszarze UK również nie

będą podlegały wymogom EU ETS.

Wielka Brytania nie będzie już odpowiedzialna za

administrowanie brytyjską częścią systemu dla

operatorów statków lotniczych w ramach systemu

EU ETS, a operatorzy nadal podlegający systemowi

EU ETS i obsługujący loty wewnątrz Europejskiego

Obszaru Gospodarczego (EOG) będą musieli przejść

pod administrację innego państwa

członkowskiego.19

KE poinformowała, że zleciła centralnemu

administratorowi Rejestru UE zawieszenie

stosownych procedur dla Wielkiej Brytanii, które

będą obowiązywały do dnia złożenia dokumentów

ratyfikacyjnych umowy dotyczącej wystąpienia.

Dostęp do unijnego rejestru uprawnień (ang. EU ETS

Registry) administrowanego przez Wielką Brytanię

oraz do kont w rejestrze jednostek Protokołu z Kioto

nie będzie możliwy.

Od dnia 1 stycznia 2019 r. sprzedaż uprawnień,

przyznawanie bezpłatnych uprawnień oraz

wymiana międzynarodowych jednostek została

18 https://ec.europa.eu/info/brexit/brexit-preparedness/preparedness-notices_en (zakładka: Emission Trading system) 19 KE ma przedstawić zaktualizowany wykaz operatorów statków lotniczych i wykaz państw członkowskich, do których zostaną przypisani

Rys. 2. Brexit a ceny EUA w EU ETS

Źródło: opracowanie własne KOBiZE

Raport z rynku CO2

Strona 8

Nr 82, styczeń 2019

wstrzymana dla Wielkiej Brytanii do czasu

odwołania tego zawieszenia

Zniesione zostaną wymogi dotyczące umorzenia

uprawnień do emisji po 2018 r. (termin

raportowania emisji za 2018 r. upływa 11 marca

2019 r., a umorzenia za emisje z 2018 r. upływa 15

marca 2019 r.)20,

Nie będzie możliwości wykorzystania uprawnień

wydanych przez UK w 2019 r. do rozliczenia emisji

za 2018 r.,

Rząd Wielkiej Brytanii zamierza utrzymać

dotychczasowe wymogi i rozwiązania w zakresie

monitorowania, raportowania i weryfikacji gazów

cieplarnianych, a operatorzy instalacji oraz

operatorzy statków lotniczych, jak również mali

emitenci nadal będą zobowiązani do raportowania

emisji.

Dodatkowo odnosząc się do konkretnych zmian

w systemie EU ETS w przypadku twardego brexitu ma

zostać wprowadzony specjalny podatek Carbon

Emission Tax, który będzie miał na celu pomoc

w realizacji zobowiązań redukcyjnych wyznaczonych

prawem krajowym (w tzw. Climate Change Act). Podatek

ten będzie obowiązywał jedynie wobec instalacji

stacjonarnych obecnie uczestniczących w systemie EU

ETS (bez operatorów statków lotniczych) i ma wynosić

16 GBP w 2019 r.

Zgodnie z szacunkami analityków z Refinitiv nadwyżka

uprawnień w posiadaniu brytyjskich instalacji wynosi ok.

85 mln. W przypadku twardego brexitu

przedsiębiorstwa te mogą:

sprzedać uprawnienia na rynku,

przekazać uprawnienia oddziałom tych samych

firm w innym państwie UE,

przetransferować uprawnienia do nowo

utworzonych kont w innych państwach

członkowskich.

W perspektywie krótkoterminowej twardy brexit

powinien przyczynić się do spadku cen uprawnień EUA.

Analitycy Refinitiv dostrzegają w tym scenariuszu

możliwość wyprzedaży nadwyżek oraz uprawnień

zakontraktowanych w ramach hedgingu (ang. unwind

hedges). Stopień wpływu na cenę EUA będzie

uzależniony od tego czy brytyjskie firmy zdecydują się

20 Rząd zabezpieczył konieczność wywiązania się z zobowiązań za 2018 r. poprzez ustalenie wcześniejszego terminu rozliczeń w prawodawstwie krajowym, gdzie dzień raportowania emisji za 2018 r.

przetransferować uprawnienia na konta spółek

znajdujących się w tych samych strukturach firmy

w innych częściach UE.

Scenariusz 2: umowa z UE

W przypadku tego scenariusza Wielka Brytania opuści

UE na podstawie umowy brexitowej i pozostanie

w systemie EU ETS do końca 2020 r. Oznacza to, że:

Brytyjskie instalacje będą miały zobowiązania

dotyczące konieczności rozliczania emisji w EU ETS

w 2019 r. i w 2020 r.

Brytyjskie aukcje zostaną wznowione po ratyfikacji

przez Wielką Brytanie oraz UE umowy brexitowej.

Wielka Brytania będzie mogła wydać bezpłatnie

uprawnienia sektorowi przemysłu - tak jak miało to

miejsce w latach ubiegłych.

Analitycy Refinitive widzą niewielki wpływ tego

scenariusza na ceny EUA, ponieważ uczestnicy rynku już

przygotowują się do opuszczenia systemu EU ETS po

2020 r. poprzez np. ograniczenie hedgingu (zakup

uprawnień na rynku terminowym).

Scenariusz 3: odstąpienie od brexitu

W tym scenariuszu Wielka Brytania może zadecydować

o wycofaniu się z brexitu i pozostaniu w UE na

dotychczasowych zasadach. W tym przypadku rząd

Wielkiej Brytanii mógłby odwołać brexit na podstawie

art. 50 Traktatu o UE, w wyniku przeprowadzenia

nowego referendum.

Analitycy Refinitive przewidują nieznaczny wzrost cen

uprawnień EUA w tym scenariuszu. Brytyjscy uczestnicy

systemu EU ETS zapewne wróciliby do wcześniejszych

strategii headgingowych zwiększając zakupy uprawnień

EUA. Możliwe, że do gry o uprawnienia włączyłyby się

również instalacje z sektora przemysłu generując

dodatkowy popyt.

Wpływ brexitu na okres 2021-2030

Niezależnie od tego czy sprawdzi się scenariusz nr 1 (tzw.

twardy brexit) czy scenariusz nr 2 (umowa z UE), to

niezbędne będzie dostosowanie niektórych parametrów

systemu EU ETS w okresie 2021-2030, tj. na nowo

skalibrowana będzie m.in.: bezpłatna pula uprawnień,

i umorzenia uprawnień za te emisje został przeniesiony z dnia 30 marca i 30 kwietnia 2018 r. na dzień 11 marca oraz 15 marca 2019.

Raport z rynku CO2

Strona 9

Nr 82, styczeń 2019

pula aukcyjna, liczba uprawnień dostępna w Funduszu

Modernizacyjnym i Innowacyjnym.

Zgodnie z szacunkami Refinitiv w wyniku wyjścia

Wielkiej Brytanii z systemu EU ETS, aby rozliczyć swoje

emisje Wielka Brytania musiałaby dodatkowo dokupić

ok. 600 mln uprawnień EUA. W związku z powyższym

analitycy prognozują, że wpływ na ceny EUA będzie

wzrostowy.

Brexit a globalna polityka klimatyczna

Zgodnie z informacjami publikowanymi na stronie

rządowej Wielkiej Brytanii21, w przypadku braku umowy

brexitowej, zobowiązania krajowe i międzynarodowe

Wielkiej Brytanii ws. zmian klimatu nie zmienią się.

Niezależnie od rozwinięcia sytuacji w Wielkiej Brytanii

obowiązuje obecnie tzw. Climate Change Act, zgodnie,

z którym Wielka Brytania ma zredukować emisje gazów

cieplarnianych o 80% do 2050 r. w stosunku do 1990 r.

Wielka Brytania pozostanie nadal stroną

międzynarodowych porozumień klimatycznych i będzie

dążyła do redukcji emisji zgodnie z przyjętym krajowym

prawodawstwem. Nie wiadomo natomiast w jaki sposób

21https://www.gov.uk/government/publications/meeting-climate-change-requirements-if-theres-no-brexit-deal/meeting-climate-change-requirements-if-theres-no-brexit-deal

będą rozwiązane kwestie udziału Wielkiej Brytanii

w długoterminowej niskoemisyjnej strategicznej wizji

UE do 2050 r. czy kolejnych zgłoszeń celu redukcyjnego

przez UE w ramach Konwencji Klimatycznej.

Mechanizmy rekompensujące nadmierny wzrost

cen energii w sektorach energochłonnych

Przepisy dyrektywy EU ETS regulują m.in. zagadnienia

związane z ucieczką emisji (ang. carbon leakage – CL)

definiowane jako przenoszenie produkcji przemysłowej

poza granice Unii Europejskiej na skutek obciążeń

przedsiębiorstw, wynikających z wymogu zakupu

uprawnień do emisji CO2.

Z punktu widzenia powstałych kosztów dla

przedsiębiorstw można wyróżnić dwa rodzaje ucieczki

emisji:

Bezpośrednia ucieczka emisji, związana

z powstawaniem kosztów bezpośrednich udziału

przedsiębiorstwa w systemie EU ETS

i konieczności zakupu uprawnień do emisji;

Pośrednia ucieczka emisji, związana

z powstawaniem kosztów pośrednich

Rys. 3. Zjawisko ucieczki emisji i kryteria klasyfikacji sektorów przemysłowych jako narażonych na ucieczkę emisji

Źródło: opracowanie własne KOBiZE

Raport z rynku CO2

Strona 10

Nr 82, styczeń 2019

wynikających ze zwiększonych nakładów na zakup

energii elektrycznej potrzebnej do procesu

produkcyjnego.

Możliwość pojawienia się pośredniej ucieczki emisji

związana jest ze wzrostem kosztów wytwarzania danego

produktu na skutek wzrostu ceny energii elektrycznej.

Wzrost ceny energii będzie wynikiem wcześniej

wspomnianego przenoszenia przez wytwórców energii

kosztu zakupu uprawnień do emisji CO2 (EUA) na

odbiorców końcowych energii, w tym głównie na

energochłonne branże przemysłu.

Okres rozliczeniowy 2013-2020

Zgodnie z postanowieniami art. 10a ust. 6 dyrektywy EU

ETS, państwa członkowskie mają prawo do udzielania

rekompensat sektorom narażonym na wysokie koszty

zakupu energii elektrycznej w przypadku, gdy

prawdopodobne jest przenoszenie wysokoemisyjnej

produkcji z tych sektorów do krajów trzecich, ponieważ

nie będą one mogły przenieść wzrostu kosztów

wynikającego z EU ETS na swoich klientów, nie tracąc

przy tym znaczącego udziału w rynku.

W celu doprecyzowania zasad udzielania rekompensat

sektorom energochłonnym, Komisja Europejska wydała

komunikat pt. Wytyczne w sprawie niektórych środków

pomocy państwa w kontekście systemu handlu

uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych po

2012 r., gdzie określono zasady odnośnie pomocy dla

przedsiębiorstw w sektorach i podsektorach narażonych

na koszty emisji pośrednich.

Zgodnie z wytycznymi, maksymalna intensywność

pomocy nie mogła przekraczać 85% kosztów

kwalifikowanych w latach 2013-2015, 80% w latach

2016-2018 i 75% w latach 2019-2020.

Maksymalną pomoc wypłacaną na instalację oblicza się

biorąc pod uwagę wskaźnik emisji CO2/MWh, cenę

uprawnień do emisji oraz wskaźnik efektywności zużycia

energii elektrycznej. Wytyczne KE zawierają wzory do

obliczenia wielkości rekompensat, jak i tabelę

z wskaźnikami efektywności zużycia energii elektrycznej

dla poszczególnych produktów.

Okres rozliczeniowy 2021-2030

W zmienionej dyrektywie EU ETS ponownie została

wpisana możliwość (do decyzji państwa czł.) wdrożenia

rekompensat. Źródłem finansowania mają być

przychody z aukcji z określonymi limitami. Dodatkowo,

wdrożenie ma być zgodne z zasadami pomocy publicznej

i może wymagać dodatkowej sprawozdawczości.

Komisja nie przedstawiła jeszcze projektu nowych

wytycznych (dla okresu po 2020 r.) z zakresu pomocy

publicznej w kontekście EU ETS. Zgodnie z ostatnimi

informacjami DG COMP planuje rozpocząć prace

poprzez konsultacje społeczne latem tego roku, na ich

bazie przygotuje projekt na jesieni, wtedy też odbędą się

spotkania konsultacyjne, wytyczne mają być

w ostatecznej formie gotowe w III kw. 2020 r.

Procedura administrowania i stan prac legislacyjnych

Najważniejszymi elementami, jakie są niezbędne do

wdrożenia systemu rekompensat jest:

wprowadzenie odpowiednich zapisów do ustawy

o systemie handlu uprawnieniami do emisji;

przygotowanie mechanizmu na poziomie

rozwiązań technicznych, zbierania danych

niezbędnych do wniosku do KE;

notyfikacja pomocy publicznej do KE.

Obecnie w wykazie prac legislacyjnych Rady Ministrów

procedowany jest projekt ustawy o systemie

rekompensat dla sektorów i podsektorów

energochłonnych.

Istota rozwiązań ujętych w projekcie

Celem projektowanej ustawy jest coroczne

przyznawanie rekompensat przemysłom energo-

chłonnym (ok. 300 podmiotów) z uwagi na wzrost cen

energii wynikających z rosnących kosztów uprawnień do

emisji. Instytucją zarządzającą systemem rekompensat

jest Ministerstwo Przedsiębiorczości i Technologii.

Najważniejsze elementy systemu rekompensat z punktu

widzenia oceny skutków przedstawiono poniżej.

Wysokość rekompensat będzie uzależniona od

następujących czynników:

poziomu dochodów z aukcji uprawnień do emisji,

w roku poprzedzającym rok, za który przyznawane

są rekompensaty (n-1);

wartości rekompensat dla wszystkich instalacji

uprawnionych do rekompensat, wobec których

złożone zostały wnioski;

poziomu intensywności pomocy publicznej

w danym roku;

krajowego wskaźnika emisyjności CO2;

Raport z rynku CO2

Strona 11

Nr 82, styczeń 2019

średniorocznej ceny uprawnień do emisji,

ustalonej na podstawie dziennych cen zamknięcia

dla kontraktów z dostawą w grudniu roku, za który

przyznawane są rekompensaty (n), obserwowanej

w roku poprzednim (n-1);

średniorocznej wielkości produkcji lub zużycia

energii w latach 2005-2011 (lub w latach

kolejnych, jeżeli spełnione są warunki, o których

mowa w ustawie) przypisanej do produkcji

uprawnionych do rekompensat produktów;

wskaźnika efektywności zużycia energii

elektrycznej lub wskaźnika zużycia rezerwowej

energii elektrycznej;

ilości energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł

nieuczestniczących w systemie EU ETS lub

pochodzącej ze źródeł, w których spalana jest

biomasa, wyprodukowanej na własne potrzeby

Tabela 3. Zasady rekompensat wzrostu pośrednich kosztów emisji w branżach energochłonnych w podziale na państwa członkowskie na podstawie wydanych w tym zakresie decyzji KE.

Źródło: opracowanie własne KOBiZE

Raport z rynku CO2

Strona 12

Nr 82, styczeń 2019

i zużytej w roku, za który przyznawane są

rekompensaty.

Podmiotami uprawnionymi do otrzymania rekompensat

będą przedsiębiorstwa spełniające następujące warunki:

prowadzące instalacje w sektorach

energochłonnych wskazanych w projektowanej

ustawie, rekompensaty przyznawane są tylko

w odniesieniu do produkcji uprawnionych

produktów;

zużywające energię elektryczną pochodzącą ze

źródeł innych niż własne źródła wytwórcze

nieuczestniczące w systemie EU ETS;

złożyły wniosek o wypłatę rekompensat za

poprzedni rok.

Środki finansowe przeznaczone na wypłatę

rekompensat za dany rok kalendarzowy mają stanowić

nie więcej niż 25% przychodów ze sprzedaży uprawnień

do emisji w drodze aukcji w roku poprzedzającym rok, za

który przyznawane są rekompensaty. W przypadku, gdy

wartość wniosków o rekompensaty przewyższa pulę

dostępnych środków, kwota rekompensat pomniejszana

jest proporcjonalnie dla wszystkich instalacji

uprawnionych do rekompensat.

Rekompensaty w innych państwach członkowskich

Obecnie rekompensaty dla sektorów energochłonnych

wprowadziło 7 państw objętych systemem EU ETS

(Wielka Brytania, Niemcy, Belgia, Hiszpania, Holandia,

Grecja, Norwegia).

Dokonując przeglądu obowiązujących w niektórych

państwach członkowskich systemów rekompensat

sektorom energochłonnym z tytułu powiększonych

kosztów zakupu energii elektrycznej, należy zauważyć,

że system taki wprowadziły głównie duże i bogate

gospodarki starej Unii Europejskiej. We wszystkich

państwach członkowskich systemy rekompensat są

zgodne z kształtem określonym w wytycznych KE

odnośnie dozwolonej pomocy publicznej. W niektórych

państwach członkowskich (np. UK) wprowadzono

dodatkowe zasady kwalifikowania się przedsiębiorstw

do systemu rekompensat. Źródłami finansowania

systemu są budżety krajowe, a w niektórych

przypadkach ilość środków na rekompensaty związana

jest dodatkowo z przychodami z aukcji uprawnień do

emisji (np. w Belgii lub Grecji). Mając na uwadze fakt, że

średnie ceny energii elektrycznej dla odbiorców

22 IEA - ang. International Energy Agency

przemysłowych są na zbliżonym poziomie,

wprowadzone w niektórych państwach członkowskich

systemy rekompensat, mogą stawiać przedsiębiorstwa

z tych krajów w uprzywilejowanej pozycji

konkurencyjnej.

Konferencja pt.: VI Emission & Energy Trading

Summit w Warszawie

W dniu 29 stycznia br. już po raz szósty odbyła się

konferencja poświęcona tematyce handlu uprawnie-

niami do emisji EUA. W spotkaniu, jako prelegenci

i paneliści udział wzięli przedstawiciele m.in.:

Ministerstwa Środowiska, KOBiZE, Vertis Environmental

Finance, Redshaw Advisors, ICIS, PKN Orlen, Grupy

Lotos, Enea Trading czy giełdy EEX.

Bardzo ciekawą prezentację wygłosiła przedstawicielka

firmy Vertis. Reformy systemu EU ETS okazały się

bardziej rygorystyczne od pierwotnych założeń KE

i w efekcie ceny uprawnień EUA są obecnie trzykrotnie

wyższe niż w 2018 r. KE w maju 2018 r. opublikowała

informację na temat nadwyżki, tj. liczby uprawnień

w obiegu, która wyniosła ok. 1,65 mld, co oznacza, że

rezerwa MSR zmniejszy podaż na każdej aukcji w 2019 r.

o ok. 40%. Obecnie sprzedawane wolumeny aukcyjne

wynoszą średnio ok. 2,5 mln uprawnień EUA na aukcję

w porównaniu z 4,2 milionami oferowanymi w 2018 r.

(wyjątkiem jest Polska, która sprzedaje więcej niż

w 2018 r. na skutek dodatkowej sprzedaży 55,8 mln

niewykorzystanych uprawnień derogacyjnych). Popyt na

uprawnienia się zwiększa (nowi gracze na rynku),

a podaż maleje. Instalacje funkcjonujące w systemie EU

ETS nie znajdują się w najgorszej sytuacji, ponieważ

posiadają nadwyżki uprawnień i mogą je wykorzystywać

do pewnego czasu (zgodnie z szacunkami Vertis mają się

skończyć za 4-6 lat). Później jednak będą zmuszone

zaopatrzyć się w uprawnienia na rynku. Czynnikiem

mającym wpływ na funkcjonowanie rynku uprawnień

EUA w 2018 r. było wprowadzenie dyrektywy MiFID II,

które nadaje uprawnieniom status instrumentów

finansowych. Powyższe zmiany zachęciły nowe

podmioty finansowe do wejścia na rynek.

W perspektywie krótkoterminowej ważnym czynnikiem

cenotwórczym mogą okazać się zmiany w europejskim

i globalnym miksie energetycznym, np. odejście od

węgla na rzecz OZE. Międzynarodowa Agencja

Energetyczna (IEA)22 szacuje, że udział węgla w miksie na

świecie spadnie z 27% w 2017 r. do 25% w 2023 r. Jest

Raport z rynku CO2

Strona 13

Nr 82, styczeń 2019

to wynik polityki klimatycznej, związanej

z zapowiedziami wycofywania się z węgla jako paliwa,

malejących kosztów energii odnawialnej oraz rosnącej

popularności gazu ziemnego. Zmiana miksu będzie

jednym

z najważniejszych czynników, które mogą wpłynąć na

ceny uprawnień EUA w dłuższym horyzoncie czasowym

– mniej emisji oznacza spadek cen uprawnień.

Zdaniem przedstawicielki firmy Vertis ceny EUA

podlegają sezonowości, co było widoczne w ostatnich

4 latach. Miesiąc marzec statystycznie charakteryzuje się

spadkami cen, natomiast kwiecień, w którym instalacje

z EU ETS muszą rozliczyć emisje cechuje się wzrostami

cen. Vertis przewiduje, że ceny uprawnień EUA

w 2019 r. powinny kształtować się w granicach 20-30

EUR (średnio ok. 25,50 EUR).

Dyskusja panelowa skupiła się na przyczynach

3-krotnych wzrostów cen uprawnień EUA w 2018 r. oraz

przyszłych perspektyw. Paneliści zwracali uwagę na

czynniki fundamentalne wpływające na zmienność cen,

tj.:

podażowe: reforma systemu ETS (zwiększony

liniowy współczynnik redukcji LRF do 2,2%, co

oznacza o 48 mln mniej uprawnień każdego roku

w systemie, wprowadzenie rezerwy MSR oraz

podwyższenie MSR injection rate23do 24%)

popytowe: zmiany w strategii kupujących, tj.

zwiększony zakup uprawnień na rynku terminowym

przez producentów energii oraz niechęć do

sprzedaży uprawnień przez sektor przemysłu.

Bardzo duże znaczenie dla rynku miały czynniki

spekulacyjne, do czego przyczynili się nowi gracze

wchodzący na rynek. W 2018 r. skutkowało to

podwojeniem wolumenów obrotu uprawnień na rynku

wtórnym i pierwotnym (w 2016 r. w aukcjach brało

udział ok. 15-16 podmiotów, a w 2018 r. na niektórych

już nawet powyżej 30). Zdaniem większości panelistów

największymi beneficjentami systemu są gracze, którzy

mogą skupować duże wolumeny uprawnień i sztucznie

ograniczać ich podaż na rynku. Dużo większy problem

mają instalacje funkcjonujące w ramach systemu EU ETS

– oznacza to dla nich wzrost kosztów działalności oraz

ryzyko finansowe w przypadku wysokiej zmienności cen,

co może spowodować nawet bankructwo firmy. Być

może warto byłoby wprowadzić bezpiecznik w postaci

23 MSR injenction rate – procent nadwyżki uprawnień EUA, który będzie trafiał do rezerwy MSR

tzw. price floor, żeby instalacje z EU ETS miały pewność,

że cena nie wyjdzie poza określony poziom. Wszyscy

paneliści podkreślali, że rynek uprawnień EUA jest

bardzo mocno regulowany politycznie, a podejmowane

decyzje znacząco wpływają na podaż i popyt na rynku

(np. przez regulacje MIFiD). W konsekwencji może to

zachwiać funkcjonowaniem tego rynku. Bardzo istotna

będzie sytuacja gospodarcza w przyszłości - kryzys może

obniżyć ceny, tak jak bywało w przeszłości. Problemem

w tej chwili są nie tylko rosnące ceny uprawnień EUA, ale

również perspektywa wzrostu cen energii oraz paliw, co

na pewno odczują konsumenci w postaci wzrostu cen

mieszkań, usług budowlanych czy cen biletów

w transporcie.

Najważniejsze informacje z innych systemów ETS

3 stycznia – W kanadyjskiej prowincji Saskatchewan od

1 stycznia 2019 r. miała zostać wdrażana strategia zmian

klimatycznych Prairie Resilience. Jednym z jej głównych

elementów było ustalenie norm emisji dla instalacji

emitujących ponad 25 tys. ton emisji CO2 rocznie.

Dotyczy to 40 instalacji, które emitowały w 2016 r. około

11% całkowitej emisji prowincji. Normy emisji zostały

tak zaprojektowane, aby były technicznie wykonalne

i aby instalacje mogły zmniejszać emisje. Rząd prowincji

podjął jednak decyzję, że normy emisji będą

obowiązywały od 2021 r. i do tego czasu duże instalacje

nie będą płaciły podatku od emisji ponad założone

normy emisji, który miał wynosić 20 CAD za tonę emisji.

Obecnie duże instalacje mają 2 lata na podjęcie decyzji,

jaką metodę zastosować, aby spełnić przedstawione

normy emisji. Prowincja Saskatchewan oczekuje

zmniejszenia obecnej emisji o 5,3 mln ton CO2 do

2030 r., co stanowi 10% redukcję. Władze prowincji są

przekonane, że strategia Prairie Resilience jest

wystarczająca do ograniczenia emisji. Jako jedyna

prowincja Kanady nie podpisała pod koniec 2016 r.

krajowego planu działań na rzecz przeciwdziałania

zmianom klimatu i ograniczenia emisji gazów

cieplarnianych, wprowadzającego m.in. ceną minimalną

za emisję CO2. Premier prowincji chce walczyć w sądzie

z rządem krajowym Kanady w sprawie obowiązku

wprowadzenia ceny minimalnej za tonę emisji gazów

cieplarnianych. Prowincja przewiduje, że wprowadzenie

ceny minimalnej za emisję w 2019 r. – 20 CAD za tonę

emisji i wzrost ceny, co roku o 10 CAD, aż do osiągnięcia

Raport z rynku CO2

Strona 14

Nr 82, styczeń 2019

w 2022 r. poziomu 50 CAD – doprowadzi do

zmniejszenia PKB prowincji o około 2 mld CAD rocznie.

[link]

8 stycznia – Chińskie Ministerstwo Ekologii i Środowiska

wprowadza bardziej rygorystyczne standardy na paliwa

do pojazdów ciężarowych z silnikami wysokoprężnymi.

Surowsze normy będą dotyczyły zarówno paliw, jak

i silników. Jakość oleju napędowego zostanie

poprawiona tak, aby podczas spalania nastąpiło

zmniejszenie całkowitej emisji tlenków azotu (NOx)

i cząstek stałych. Oczekuje się, że liczba ciężarówek

z silnikami wysokoprężnymi, które będą w stanie spełnić

krajowe normy emisji, znacząco wzrośnie do 2020 r.

Nowe samochody ciężarowe wchodzące na rynek, które

nie spełnią wymogów nowego rozporządzenia nie

uzyskają dopuszczenia do ruchu. Dodatkowo 1 milion

samochodów ciężarowych z przestarzałymi silnikami

wysokoprężnymi zostanie wycofanych z rynku do końca

2020 r. Działania te są o tyle ważne, że choć pojazdy

ciężarowe stanowią 7,8% chińskiego parku

samochodowego, to emitują one aż 57% całkowitej

krajowej emisji NOx i ok. 75% cząstek stałych. [link]

11 stycznia – Pierwsza aukcja uprawnień przewidzianych

na 2019 r. w stanie Massachusetts, w ramach systemu

RGGI (ang. Regional Greenhouse Gas Initiative) odbyła

się w dniu 18 grudnia 2018 r. Sprzedano 446 559

uprawnień po cenie 6,71 USD za uprawnienie. W sumie

w 2019 r. zostanie sprzedanych 2 182 794 uprawnień, co

stanowi 25% ogółu uprawnień. Pozostałe 75% zostanie

przydzielonych bezpłatnie. W 2020 r. proporcje się

zmienią – 50% uprawnień zostanie sprzedanych na

aukcjach i 50% zostanie przydzielonych bezpłatnie. Od

2021 r. wszystkie uprawnienia będą sprzedawane na

aukcjach. Przychody z aukcji w stanie Massachusetts są

deponowane na oddzielnym rachunku i są

wykorzystywane do finansowania projektów

związanych z łagodzeniem skutków klimatu, czystą

energią i elektryfikacją pojazdów, a także programami

lub projektami dostosowawczymi, w których biorą

udział społeczności, na które niekorzystnie wpływa

zanieczyszczenie powietrza. [link]

15 stycznia – W ramach przemówienia o sytuacji stanu

i budżetu gubernator Nowego Jorku Andrew Cuomo

przedstawił nowe szczegóły dotyczące ambitnych

zobowiązań klimatycznych Nowego Jorku pod nazwą

24 KRW – won południowkoreański

Green New Deal. Do 2030 r. stan planuje zwiększyć

udział odnawialnych źródeł energii w całkowitej

produkcji energii z 50% do 70%. Do 2040 r. stan będzie

produkował 100% energii elektrycznej, wolnej od emisji

dwutlenku węgla. Jest to okres o 5 lat krótszy niż

w Kalifornii. Stan Nowy Jork planuje zwiększyć potencjał

energetyki słonecznej z planowanych 3 GW w 2023 r. do

6 GW w 2025 r. W zakresie morskiej energetyki

wiatrowej stan planuje zwiększyć jej potencjał

z planowanych 2,4 GW w 2030 r. do 9 GW w 2035 r.

Inwestycje w morskie farmy wiatrowe i słoneczne

w 2019 r. wyniosą 1,5 mld USD. Nowy Jork planuje

również magazynować 3 GW energii do 2030 r. [link]

24 stycznia – W Chinach i Korei Południowej w 2018 r.

wzrósł import gazu LNG. W Chinach był to wzrost o 38%,

a w Korei o 17%. W Japonii import gazu LNG nieznacznie

spadł (-0,9%). Mimo tego Japonia pozostała

największym importerem gazu LNG w 2018 r. na świecie.

W Japonii firmy energetyczne stopniowo uruchamiają

reaktory jądrowe, zwiększając wytwarzanie energii

jądrowej i zmniejszając zapotrzebowanie na import gazu

LNG. W Chinach, które stały się w 2017 r. drugim co do

wielkości importerem LNG, następuje stopniowe

zastępowanie węgla gazem do produkcji energii

i ogrzewania mieszkań. Trend ten prawdopodobnie

będzie kontynuowany i w najbliższym czasie Chiny mogą

stać się największym na świecie importerem gazu LNG

na świecie. Korea Południowa odwraca się od energii

jądrowej na korzyść gazu i energetyki odnawialnej,

i nadal będzie importować duże ilości gazu LNG. [link]

23 stycznia – Korea Południowa przeprowadziła

pierwszą aukcję uprawnień w ramach krajowego

systemu handlu uprawnieniami do emisji KETS (ang.

Korean Emissions Trading System). W aukcji

uczestniczyło siedem przedsiębiorstw, które złożyły

oferty na zakup 1,07 mln uprawnień KAUs (ang. Korean

Allowance Units) w wysokości od 23 100 KRW24 (20,41

USD) do 27 500 KRW (24,30 USD). Do sprzedaży

przewidzianych było 550 000 uprawnień. Zostały one

sprzedane czterem firmom po cenie 25 500 KRW (22,53

USD). Cena była dwukrotnie większa niż cena na rynku

wtórnym. Kluczową zmianą drugiego okresu

funkcjonowania KETS (2018-2020) było wprowadzenie

comiesięcznych aukcji dla 3% całkowitego przydziału

uprawnień. Początkowo sprzedaż uprawnień na

aukcjach miała rozpocząć się w 2018 r., jednak została

Raport z rynku CO2

Strona 15

Nr 82, styczeń 2019

opóźniona i aukcje rozpoczęły się w styczniu 2019 r.

W tym roku ma zostać sprzedane na aukcji w sumie 7,95

mln uprawnień, z czego 0,55 mln miesięcznie

w pierwszym, trzecim i czwartym kwartale oraz 1 mln

miesięcznie w drugim kwartale. Przychody z aukcji będą

przeznaczane na finansowanie projektów związanych

z redukcją emisji oraz badań i rozwoju technologii

ograniczania emisji. [link]

28 stycznia – W Chinach w 2018 r. moc odnawialnych

źródeł energii wzrosła o 12% w stosunku do roku

poprzedniego. Jej całkowity potencjał wyniósł 728 GW –

w tym energetyka wodna, biomasa, energetyka

słoneczna i wiatrowa. Udział odnawialnych źródeł

energii w miksie energetycznym na koniec 2018 r.

wyniósł 38,3%. Chiny agresywnie promują energię

odnawialną w ramach rewolucji energetycznej mającej

na celu złagodzenie jej zależności od węgla, głównego

źródła zanieczyszczenia i emisji gazów cieplarnianych

powodujących ocieplenie klimatu. Według NEA (ang.

National Energy Administration) w 2018 r. Chiny

podłączyły do swojej sieci kolejne 20,59 GW nowych

mocy wiatrowych, 44,3 GW nowych mocy słonecznych

i 8,54 GW mocy z elektrowni wodnych. Całkowity

potencjał energetyki wodnej na koniec 2018 r. wyniósł

352 GW. [link]

29 stycznia – Gubernator stanu Nowy Meksyk (USA)

Michelle Lujan Grisham podpisał zarządzenie

wykonawcze, tworząc Grupę Zadaniową ds. Zmian

Klimatu w Nowym Meksyku. Grupa ma za zadanie

opracować strategię, umożliwiającą redukcję emisji

gazów cieplarnianych do 2030 r. o 45% w stosunku do

2005 r. Grupa zadaniowa rozważy przyjęcie standardów

emisyjnych dla pojazdów niskoemisyjnych, kodeksów

budowlanych oraz zasad mających zachęcać do

25 Gazy cieplarniane

korzystania z energii odnawialnej. Departament Energii,

Minerałów i Zasobów Naturalnych oraz Departament

Środowiska przygotują ramy prawne mające na celu

ograniczenie emisji metanu z sektora naftowego

i gazowego. Opracowanie Grupy zadaniowej będzie

stanowić podstawę Strategii Klimatycznej Nowego

Meksyku i ma zostać dostarczone do gubernatora do 15

września 2019 r. [link]

Polityka klimatyczna RPA

Republika Południowej Afryki (RPA) jest na 14 miejscu

największych emitentów gazów cieplarnianych na

świecie i odpowiada za prawie połowę emisji GC25 całej

Afryki. W 2010 r. RPA wyemitowała około 529 Mt ekw.

CO2 i był to wzrost o około 22% w stosunku do 2000 r.

Gospodarka RPA jest silnie uzależniona od zasobów

naturalnych, w szczególności od węgla i jest szczególnie

narażona na zmiany klimatu. Rząd RPA już wiele lat temu

widział potrzebę podjęcia działań łagodzących zmiany

klimatyczne poprzez zmniejszenie emisji gazów

cieplarnianych. W 2018 r. opublikował projekt

Zintegrowanego Planu Energetycznego (ang. Integrated

Resource Plan – IRP), w którym następuje znaczne

zmniejszenie wykorzystania węgla i zastąpienie go

gazem i odnawialnymi źródłami energii. Węgiel nadal

będzie odgrywał ważną rolę przez następne

dziesięciolecia, jednak po 2030 r. nie zostaną

wybudowane nowe elektrownie węglowe, a do 2050 r.

zostanie zamkniętych 80% elektrowni węglowych.

Na konferencji COP15 w Kopenhadze w 2009 r. RPA

zadeklarowała niewiążące zobowiązania, redukujące

emisję GC o około 34% do 2020 r., w stosunku do

scenariusza bazowego BAU (ang. business-as-usual),

i o ok. 42% do 2025 r. w stosunku do BAU. Przekłada się

Tabela 4. Emisje gazów cieplarnianych Republiki Południowej Afryki z podziałem na sektory w latach 2000-2010 i projekcje na lata 2020, 2030, 2040 i 2050 wg scenariusza BAU z działaniami, w [Mt ekw. CO2]

Prognoza cen uprawnień EUA (końcówka roku)

Sektory 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Sektor energetyczny 252 298 376 494 670 954

Transport 35 48 60 78 101 126

Procesy przemysłowe 78 113 149 199 282 410

Rolnictwo i leśnictwo 57 54 53 53 52 52

Odpady 10 16 25 34 43 51

Razem 432 529 663 858 1 148 1 593

Źródło: South Africa’s Greenhouse Gas (GHG) Mitigation Potential Analysis, Department of Environmental Affairs, Pretoria, RPA, 2014

Raport z rynku CO2

Strona 16

Nr 82, styczeń 2019

to na trajektorię emisji, zawierającej się w przedziale

417-602 Mt ekw. CO2 w 2020 r. oraz w przedziale 417-

633 Mt ekw. CO2 w 2025 r. Przed konferencją COP21

w Paryżu, RPA zobowiązała się w ramach wkładów do

nowego porozumienia, tzw. INDCs26 (ang. Intended

Nationally Determined Contributions) do redukcji emisji

gazów cieplarnianych, której szczyt będzie przypadał

między 2020 a 2025 r. Następnie przez około 10 lat (do

2035 r.) wielkość emisji będzie się utrzymywała na tym

samym poziomie, a następnie będzie spadać do 2050 r.

Ostateczny cel na 2050 r. to całkowita dekarbonizacja

sektora energii elektrycznej. W latach 2025-2035 emisje

będą się mieścić w przedziale 398-614 Mt ekw. CO2 (bez

LULUCF). Zakres ten został skrytykowany przez

międzynarodowych komentatorów, jako zbyt szeroki.

Długoterminowym celem RPA jest zmniejszenie emisji

do 2050 r., do przedziału między 212-428 Mt ekw. CO2.

Projekcje gazów cieplarnianych uwzględniają

stosowanie istniejących narzędzi i polityk WEM (ang.

With Existing Measures) i pokazują wzrost emisji w 2020

r. do 663 MtCO2eq, a w 2050 r. do 1 593 MtCO2eq.

Pokazano to w tabeli 4.

Natomiast wykres 2 pokazuje projekcje emisji całkowitej

według scenariusza BAU w latach 2010-2050 oraz emisję

według międzynarodowych zobowiązań redukcyjnych

RPA.

Jeśli zostanie przyjęty Zintegrowany Plan Energetyczny

(ZPE) z 2018 r., będzie to dla RPA poważna zmiana

w polityce energetycznej. Aktualnie obowiązujący ZPE

z 2010 r. zawiera cele do 2030 r. dla wszystkich

26https://www.environment.gov.za/sites/default/files/docs/sanational_determinedcontribution.pdf

technologii, w tym duży rozwój

energetyki jądrowej i dalszy rozwój

energetyki węglowej. Nowy projekt

ZPE z 2018 r. kładzie nacisk na

rozwój odnawialnych źródeł energii

i energetyki gazowej. Znacznie

ogranicza plany rozwoju energetyki

węglowej i wyklucza nowe

elektrownie jądrowe.

RPA jest na 7 miejscu na świecie

pod względem wydobycia węgla.

Węgiel od dziesięcioleci zapewnia

krajowi większość produkowanej

energii elektrycznej, co pokazuje

rysunek 3. W 2017 r. 88% energii

elektrycznej zostało wyprodu-kowane w elektrowniach

węglowych.

Według danych Global Coal Plant Tracker, w lipcu

2018 r. Republika Południowej Afryki miała 42 GW mocy

działających elektrowni węglowych. W budowie jest

6 GW nowych mocy i kolejne 3GW na etapie

planowania. Krajowy dostawca energii Eskom

w ostatnich latach doświadczył poważnych problemów

finansowych. Eskom jest odpowiedzialny za 95% dostaw

energii elektrycznej, obsługuje sieć krajową i posiada

większość elektrowni węglowych. Przekroczenie

kosztów i czasu w budowanych aktualnie dwóch dużych

elektrowniach węglowych jest główną przyczyną

problemów finansowych firmy. Koszty energii

pierwotnej Eskomu wzrosły realnie o 300% w ciągu

ostatnich 20 lat i doprowadziło to do gwałtownie

rosnących cen energii elektrycznej i do stagnacji popytu

na energię elektryczną. Popyt na energię elektryczną

maleje od lat w Republice Południowej Afryki i obecnie

jest na poziomie z 2007 r. (i co ciekawe jest o 30% niższy

niż zakładano w ZPE z 2010 r.). Republika Południowej

Afryki jest piątym co do wielkości eksporterem węgla,

wysyłając około 30% swojej produkcji za granicę. Około

połowa z niej trafia obecnie do Indii, podczas gdy

eksport do Europy jest znaczny, ale spada. Węgiel jest

ważnym źródłem dochodów Republiki Południowej

Afryki, stanowiąc około 12% jej eksportu.

Wielkość energii ze źródeł odnawialnych od 2013 r.

gwałtownie rośnie i w 2017 r. wynosiła 3,4% produkcji

Wykres 2. Projekcje emisji wg BAU w latach 2010-2050 i emisja wg celów redukcji do których zobowiązała się RPA

Źródło: South Africa’s Greenhouse Gas (GHG) Mitigation Potential Analysis, Department of Environmental Affairs, Pretoria, RPA, 2014

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

MtC

O2

eq

min/max emisja wg celów redukcji projekcje emisji wg BAU

Raport z rynku CO2

Strona 17

Nr 82, styczeń 2019

całej energii elektrycznej. Koszt odnawialnych źródeł

energii w RPA, w szczególności energii słonecznej

i wiatrowej, znacznie spadł. Koszty energii słonecznej

i wiatru spadły w ciągu zaledwie czterech lat

odpowiednio o 80% i 60%. W III kw. 2018 r. wydano na

inwestycje w odnawialne źródła energii 2,6 mld USD.

Nowy projekt ZPE z 2018 r. zakłada, że do 2030 r. moc

energetyki odnawialnej, z wyłączeniem elektrowni

wodnych wyniesie około 20 GW (8,6 GW energii

słonecznej i 11,4 GW energii wiatrowej). W 2030 r.

udział energii z elektrowni wodnych w całkowitej

produkcji energii wyniesie 6%.

W czerwcu 2018 r. RPA opublikowała projekt nowej

ustawy o zmianie klimatu. Jej celem jest zbudowanie

skutecznej reakcji na zmianę klimatu i zapewnienie

długotrwałego, sprawiedliwego przejścia do odpornej

na zmiany klimatyczne gospodarki niskoemisyjnej

i społeczeństwa. Ustawa przyznaje, że powodowane

przez człowieka zmiany klimatu stanowią zagrożenie dla

społeczeństwa i wyznacza cele w zakresie redukcji

emisji. Ustawa nakazuje rządowi, aby w ciągu dwóch lat

od wejścia ustawy w życie ustanowił krajowe ramy

zrównoważonego rozwoju dla środowiska. Projekt

ustawy spotkał się z różnymi opiniami, chwalony za

27 ZAR – rand południowoafrykański

wyraźny sygnał, że zmiana klimatu jest wyzwaniem, ale

został skrytykowany za nieuwzględnienie odniesienia do

ambicji ocieplenia się klimatu o 1,50 C zawartej

w Porozumieniu paryskim.

W grudniu 2017 r. RPA ponownie przedstawiła projekt

ustawy wprowadzającej podatek od emisji CO2. Pierwszy

raz projekt został przedstawiony w 2010 r. W dniu

5 stycznia 2019 r. komisja parlamentarna zatwierdziła

ustawę o podatku od emisji dwutlenku węgla

i skierowała ją pod obrady parlamentu. W nowym

projekcie rząd proponuje wprowadzenie podatku od

emisji od 1 czerwca 2019 r. Podatek obejmie emisje ze

spalania paliw kopalnych, procesów przemysłowych,

emisji związanych z używaniem produktów oraz emisji

lotnych z górnictwa. Potencjalnie zwiększy on ceny

benzyny i oleju napędowego, odpowiednio o ok. 1-2%.

Podatek został ustalony na 120 ZAR27 (około 8 USD) za

tonę ekwiwalentu CO2. W pierwszym etapie do 2022 r.

podstawowy próg bez podatku będzie wynosił 60%

emisji. Jednak dodatkowe ulgi dla sektorów z dużą

intensywnością handlu i dla sektorów z emisjami

procesowymi mogą oznaczać, że około 95% emisji

będzie zwolnionych z podatku. Oznacza to, że efektywna

stopa podatkowa w pierwszym etapie będzie wynosiła

Rys. 4. Produkcja energii elektrycznej w Republice Południowej Afryki w latach 1985-2017, w [TWh]

Źródło: https://www.carbonbrief.org/the-carbon-brief-profile-south-africa

Raport z rynku CO2

Strona 18

Nr 82, styczeń 2019

6-48 ZAR (ok. 0,4-3 USD) za tonę. Nowe samochody

osobowe będą również objęte podatkiem od emisji

dwutlenku węgla stawką ryczałtową w wysokości 75 ZAR

(ok. 7 USD), za każdy gram emisji na kilometr powyżej

120 g/km, która będzie doliczana do ceny nowych

samochodów. Ze względu na złożoność pomiaru emisji

w sektorach odpadów i użytkowania gruntów ustalono

dla nich progi zwolnienia od podatku na 100%. Będą one

wyłączone z opodatkowania na pierwszym etapie

wprowadzania podatku.

Światowa podaż jednostek offsetowych

Z danych publikowanych przez Sekretariat Konwencji

Klimatycznej (UNFCCC) wynika, że do końca stycznia

zarejestrowano 7 805 projektów CDM28 (ang. Clean

Development Mechanism – mechanizm czystego

rozwoju)29.

Liczba jednostek CER wydanych do końca stycznia

wyniosła ok. 1 966 mln, co oznacza, że w ciągu miesiąca

wydano ok. 3 mln jednostek CER. Natomiast liczba

jednostek wydanych w związku z realizacją działań

programowych CDM (PoA)30na koniec stycznia osiągnęła

poziom 17,76 mln jednostek, czyli w styczniu wydano ok.

9 mln jednostek.

Pozostałe informacje

Na stronach Ministerstwa Energii przedstawiono do

konsultacji projekt Krajowego planu na rzecz energii

i klimatu na lata 2021 – 2030 (KPEiK). Uwagi można

składać do 18 lutego br. w specjalnym formularzu

dostępnym na stronie Ministerstwa.

Projekt KPEiK przedstawia założenia i cele oraz

polityki i działania na rzecz realizacji

5 wymiarów unii energetycznej tj.: (i) bezpieczeń-

stwa energetycznego, (ii) wewnętrznego rynku

energii, (iii) efektywności energetycznej, (iv)

obniżenia emisyjności oraz (v) badań naukowych,

innowacji i konkurencyjności.

Krajowy plan ma określać wkład danego państwa

członkowskiego w realizację unijnych celów

w zakresie udziału OZE i poprawy efektywności

energetycznej do 2030 r. Przygotowanie KPEiK

wynika z zapisów Rozporządzenie z dnia 11 grudnia

28 http://cdm.unfccc.int/ 29 W styczniu wyrejestrowano jeden projekt, ponieważ pod koniec roku 2018 liczba ta wynosiła 7 806. 30 ang. Programme of Activities (PoA) – działania programowe obejmują realizację wielu pojedynczych projektów, które łączy

2018 r. w sprawie zarządzania unią energetyczną,

które zostało opublikowane w Dzienniku

Urzędowym UE L 328 z dnia 21 grudnia 2018 r.

Projekt KPEiK został opracowany zgodnie

z szablonem wskazanym w ww. unijnym

rozporządzeniu. Ostateczna wersja powinna zostać

przekazana do Komisji Europejskiej do końca

2019 r. Więcej informacji nt. KPEiK można znaleźć

w grudniowym numerze „Raportu z rynku CO2” (nr

81, grudzień 2018). [link] [link]

W dniu 1 lutego rozpoczął się nabór wniosków

w Narodowym Funduszu Ochrony Środowiska

i Gospodarki Wodnej w ramach programu

priorytetowego Adaptacja do zmian klimatu oraz

ograniczanie skutków zagrożeń środowiska. Celem

programu jest podniesienie poziomu ochrony przed

skutkami zmian klimatu i zagrożeń naturalnych oraz

poważnych awarii, usprawnienie usuwania ich

skutków oraz wzmocnienie wybranych elementów

zarządzania środowiskiem.

Dofinasowanie udzielane może być w formie dotacji

lub pożyczki, w zależności od rodzaju beneficjenta.

Beneficjentami programu mogą być:

państwowe jednostki budżetowe,

jednostki samorządu terytorialnego i ich

związki oraz podmioty świadczące usługi

publiczne w ramach realizacji zadań własnych

jednostek samorządu terytorialnego, jednostki

tworzące system szkolnictwa wyższego i nauki

w rozumieniu ustawy z dnia 20 lipca 2018 r.

Prawo o szkolnictwie wyższym i nauce (Dz. U.

z 2018 r. poz. 1668, 2024),

spółki prawa handlowego, przedsiębiorstwa

państwowe, państwowe osoby prawne,

służby ratownicze będące państwowymi

jednostkami budżetowymi wskazane w Porozu-

mieniu Ministrów: Spraw Wewnętrznych oraz

Środowiska z dnia 30.10.2015 r. w sprawie

współdziałania w zakresie zwalczania zagrożeń

dla środowiska.

Nabór trwać będzie do 17 grudnia 2021 r. lub do

wyczerpania puli środków. [link]

wspólna procedura zatwierdzania, a dodawanie kolejnych projektów odbywa się bez konieczności ich nowego zatwierdzania, co prowadzi do obniżenia kosztów (więcej nt. CDM PoA: http://cdm.unfccc.int/ProgrammeOfActivities/index.html)

Raport z rynku CO2

Strona 19

Nr 82, styczeń 2019

W styczniu br. Wojewódzkie Fundusze Ochrony

Środowiska i Gospodarki Wodnej (WFOŚiGW)

wznowiły nabór wniosków w programie Czyste

Powietrze. Przerwa wynikała z wejścia w życie

ustawy wprowadzającej termomodernizacyjną ulgę

podatkową i koniecznością dostosowania systemu

informatycznego. Od początku działania programu

w 2018 r. do WFOŚiGW w całym kraju wpłynęło

ponad 25 tysięcy wniosków.

Program priorytetowy NFOŚiGW Czyste Powietrze,

którego budżet to w sumie 103 mld PLN będzie

przeznaczony głównie na termomodernizację

i wymianę źródeł ciepła. Będzie on realizowany

w latach 2018-2029 w formie dotacji lub pożyczek

zwrotnych. Więcej o tym programie można znaleźć

w październikowym numerze „Raportu z rynku

CO2” (nr 79, październik 2018). [link] [link]

Tabela 5. Kalendarium najważniejszych wydarzeń w lutym 2019 r.

Dzień Wydarzenie

1 lutego Grupa Robocza Rady UE ds. Środowiska (Working Party on Environment)

5 lutego Grupa Robocza Rady ds. Energii (Working Party on Energy) Grupa Robocza Rady UE ds. Środowiska (Working Party on Environment)

7 lutego Posiedzenie Komisji PE ds. Środowiska (ENVI)

11-14 lutego Posiedzenie plenarne Parlamentu Europejskiego

11 lutego Grupa Robocza Rady UE ds. Środowiska (Working Party on Environment)

12 lutego Grupa Robocza Rady ds. Energii (Working Party on Energy)

13- 14 lutego Głosowanie ws. Brexitu w Parlamencie Europejskim

14 lutego Posiedzenie Komisji PE ds. Środowiska (ENVI) w Strasburgu

14 lutego Grupa Robocza Rady UE ds. Środowiska (Working Party on Environment)

19 lutego Grupa Robocza Rady ds. Energii (Working Party on Energy)

20 lutego Posiedzenie Komisji PE ds. Środowiska (ENVI)

21 lutego Posiedzenie Komisji PE ds. Środowiska (ENVI)

22 lutego Koniec konsultacji publicznych w sprawie przeglądu zasad dot. darmowego przydziału uprawnień w systemie EU ETS.

26 lutego Grupa Robocza Rady ds. Energii (Working Party on Energy)

W lutym

Terminy aukcji uprawnień EUA/EUAA w UE*:

EEX: 13 i 27 lutego (środa) – krajowa aukcja polskich uprawnień EUA - 4,428 mln (start od 9:00 do 11:00)

EEX: od 4 do 28 lutego (poniedziałek, wtorek i czwartek): - unijna aukcja uprawnień: 2,495 mln EUA/aukcję (start od 9:00 do 11:00)

EEX: od 1 do 22 lutego - krajowa aukcja niemiecka, do sprzedaży: 3,209 mln EUA/aukcję (start od 9:00 do 11:00).

* na podstawie kalendarza aukcji giełd EEX i ICE, podane godziny zgodnie z czasem środkowoeuropejskim Źródło: Opracowanie własne KOBiZE na podstawie EEX, ICE, PE, Rady UE.

Raport z rynku CO2

Strona 20

Nr 82, styczeń 2019

Wykres 3. Dzienne ceny zamknięcia transakcji uprawnieniami EUA na rynku spot w latach 2008-2019 [w euro]

Wykres 4. Dzienne ceny zamknięcia transakcji uprawnieniami EUA na rynku spot w 2019 roku [w euro]

Źródło: Opracowanie własne KOBiZE na podstawie danych o cenach z giełdy Bluenext (od 26 lutego 2008 do 11 czerwca 2008 r.), rynku OTC

(do dnia 10 czerwca 2009 r.) i giełdy ICE/ECX, Bluenext, EEX, Nordpool (od 11 czerwca 2009 r. do końca grudnia 2012 r.) oraz na podstawie danych giełdy ICE/ECX, EEX (poczynając od 1 stycznia 2013 r.).

Celem zobrazowania sytuacji na rynku EU ETS, a także zmienności ceny uprawnień do emisji, zdecydowaliśmy się na cykliczne

umieszczanie w Raporcie z rynku CO2 wykresów pokazujących główny trend cenowy uprawnień do emisji. Prezentowany

w obecnym Raporcie z rynku CO2 wykres 3 obejmuje okres od lutego 2008 r. do stycznia 2019 r. Natomiast na wykresie

4 przedstawiono zakres zmienności cenowej w 2019 r.

0

5

10

15

20

25

30

lut 08 mar 09 kwi 10 maj 11 cze 12 lip 13 sie 14 wrz 15 paź 16 lis 17 gru 18

Cena uprawnień EUA

20,00

20,50

21,00

21,50

22,00

22,50

23,00

23,50

24,00

24,50

25,00

25,50

0 2 . 0 1 . 2 0 1 9 0 7 . 0 1 . 2 0 1 9 1 2 . 0 1 . 2 0 1 9 1 7 . 0 1 . 2 0 1 9 2 2 . 0 1 . 2 0 1 9 2 7 . 0 1 . 2 0 1 9

Cena uprawnień EUA

Strona 21

Opracowanie:

Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami

Instytut Ochrony Środowiska - Państwowy Instytut Badawczy

ul. Chmielna 132/134 00-805 Warszawa

e-mail: raportCO2@kobize.pl

Sfinansowano ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej

Niniejszy dokument może być używany, kopiowany i rozpowszechniany, w całości lub w części, wyłącznie w celach niekomercyjnych i z zachowaniem praw autorskich,

w szczególności ze wskazaniem źródła ich pochodzenia.

W celu otrzymywania bezpośrednio numerów „Raportu z rynku CO2” zachęcamy Państwa

do zapisywania się do naszego newslettera

NEWSLETTER